1.2.1.1 风电产业发展背景

受化石能源日趋枯竭、能源供应安全和环境保护等的驱动，自20世纪70年代中期以来，世界主要发达国家和一些发展中国家都重视风能的开发利用。投人大量经费，动员高科技产业，利用计算机、空气动力学、结构力学和材料科学等领域的新技术研制现代风力发电机组，开创了风能利用的新时期。特别是自20世纪90年代中期以来，现代风能最主要的利用形式—风力发电的发展十分迅速，据全球风能理事会（GWEC）统计数据显示，从1996年的670万千瓦上升到了2016年的486. 7GW。全球风电发展在2016年发展势头良好，新增风电装机容量达54.6GW，在经历2010年全球风电增长放缓后，全球累计装机实现了接近10%的年增长。

2016年，中国和印度仍是亚洲风电增长的主要驱动力，两个国家新增装机容量分别占2016年全球新增总装机量的42.7%和6.6%。美国在经历了2010年的低谷后，风电发展开始缓慢复苏，2016年装机增长占比15%，拉丁美洲、非洲和亚洲延续了2015年的发展趋势，正在成为拉动全球市场发展的新动力。在拉丁美洲，巴西异军突起成为最具潜力市场。 在北美，加拿大年新装机容量仅次于美国，成为另一市场新秀。非洲各地小型项目蓬勃发展，最令人瞩目的是南非在经历几年的观望和准备期后，政府终于开始了推动风电发展的现实行动。欧洲的发展基本平稳。在德国议会批准2022年关闭所有核电这一背景下，风电发展具有了更大的市场优势，焕发出新的活力；2016年装机增长全球占比10%，中东欧国家也正在成为驱动欧洲风电发展的新兴力量。到2016年底，全球近百个国家拥有商业运营的风电装机。

据全球风能理事会（GWEC）的统计，2016年全球风电新增装机排名前十位的国家分别是中国、美国、德国、印度、巴西、印度、法国、土耳其、荷兰、英国、加拿大。全球前十位国家的装机容量主导着全球88%的风电新增装机市场。全球风电累计装机容量市场排名前十位的国家分别是中国、美国、德国、印度、西班牙、英国、法国、加拿大、巴西、意大利。前十位国家的累计装机容量占比全球84%的份额。

随着风电产业的发展，世界风电机的装机容量到2020年预计会达到11.49亿千瓦，风电的电量占全世界总发电量的比例可能占到11.26%。因此，风能将是21世纪最有发展前景的绿色能源之一，也是人类社会经济可持续发展的主要新动力源之一。

从世界各主要风电大国的发展之路来看各有特色：

美国，风电场于20世纪80年代初在美国加利福尼亚州兴起，当时美国政府为鼓励开发可再生能源，出台了一系列优惠政策，到1986年美国的总装机容量达到160万KW。此后由于优惠政策中止，美国风电处于徘徊状态，连续多年几乎没有增长。直到20世纪90年代后期，美国改为按可再生能源发电量减税，风电场的发展才有所回升。奥巴马政府2009年出台的《经济复苏法案》，确立并加强了可再生能源在美国联邦和各州的法律地位，使得之后美国的风电行业迅速发展。2013年，美国累计装机容量61091MW，世界排名第2位。

欧洲国家丹麦、德国、英国和西班牙等相继出台了激励风电发展的政策，其核心是长期固定的较高收购风电电价，鼓励投资，培育稳定市场，使这些国家成为风电机组市场扩展最快的地区。

印度是一个缺电的发展中国家，政府制定了许多鼓励风电的政策，因而风电增长很快，1995年当年装机超过300MW , 2007年累计约7850MW，也产生了本国的风电制造商SUZLON公司。SUZLON公司在印度市场中占半壁江山，产品还出口美国和欧洲，并且在中国天津建成年产能力可达到60万KW的工厂，2016年新增装机容量（1729MW），累计装机容量20150MW，排名进入世界前4位。

中国是世界上利用风力最早的国家之一，风能利用历史可追溯到公元前，但进行风力发电科研的工作起步较晚，风力发电在中国得到迅速发展是20世纪80年代以后的事情。

中国风电设备制造业发展经历了三个阶段：一是1985 -1995年期间，通过建设运营风电场，中国开始学习国外风力发电设备制造技术；二是1996-2000年期间，中国通过引进技术实现本地化风电机组制造；三是2000年至今，中国正在进行风电设备产业化生产、兆瓦级风电机组的研发工作。

从1990年到2005年，我国的风电装机容量从4.1MW增长到6050 MW；从2005年到2016年，中国风电产业取得了举世瞩目的成绩，2006年到2010年的年平均增速基本是100%左右，是我国风电装机容量的高速增长期。2010年，成为全球风电累计和新增装机容量最多的国家, 2011年后，我国风力发电机装机容量的增长速度减缓，进入稳定增长期。2016年底中国以168690 MW的成绩继续位列全球第一位，占全球风电累计装机容量的34.7%;在年新增装机方面，以30.8 GW继续位列全球第一，占全球新增市场的42.7%。

目前，国内陆上主流风电机组向更大容量过渡，2兆瓦级风电机组已占据风电市场主流，5兆瓦和6兆瓦的风电机组也投入试运行，中国科学院工程物理所承担的7兆瓦的风机叶片关键技术研发项目已通过验收。同时还研发了低风速、抗风沙、耐低温、抗台风和高原性的风电系列机组。与整机配套的配件件（叶片、主控系统、塔筒、重要零部件等）基本可以在国内制造，形成了较完整的产业链。

我国风电市场整机制造商集中度较高，主要厂商包括金风科技、华锐风电、联合动力、东方电气等十几家厂商。截至 2015 年底，前十五名整机制造商累计装机容量约 12,888 万千瓦，市场份额合计高达 88.66%。

海上风电方面，整机制造商更为集中，主要为上海电气、华锐风电、远景能源、金风科技、湘电风能、联合动力等少数几家厂商。截至 2015 年末，上述几家厂商累计装机容量占比合计达 96.20%。

风能资源开发利用发展特点：

总体来看全球风电进入平稳期。尽管累计总量还在不断增加，但是风电开始从快速发展向稳步发展转变，新增容量的增速开始变缓。

全球区域分布和市场格局保持不变。风电发展的区域分布和格局没有发生变化，中国、欧盟、美国仍然占据了主导地位，占世界风电累计装机的85%。

新兴市场成为拉动全球市场的增长力量。印度、加拿大、巴西等新兴国家成为拉动全球市场的增长力量。其中，印度得益于政府的激励政策，私营投资不断涌入，实现了里程碑式发展。巴西政府从2009年起，已组织了三次大型可再生能源项目招标，其中风电项目是招标项目的重头，这致使越来越多的风电制造商开始进入巴西市场，并且开始在巴西建厂，推动了巴西市场的繁荣。拉丁美洲的另一亮点是墨西哥，2011年墨西哥修订了《可再生能源法》，修订法案将要求相关政府部门制定可再生能源发展的目标和激励机制，此举受到了可再生能源产业的大力支持。加拿大2016年风电新增装机702MW，累计容量达到11900MW，进入世界排名前7名。

风电装备价格下滑成为全球普遍现象。由于金融危机和不确定因素的影响，2009年风机价格开始下滑，并一直持续到2016年。2012年上半年，中国政府针对风机制造和风电并网出台的一系列规范和标准致使风机价格开始趋于稳定，甚至出现一些增长。预计未来2年，中国的风机价格会更加稳定，但欧洲和美国却可能因为产能过剩和风机技术趋于成熟使风机价格继续下降。

海上风电仍是欧洲市场的亮点。海上风电作为全球风电的最新的技术发展趋势，作为未来最有可能降低风电发电成本的新技术一直是全球备受关注的一个热点话题。然而到目前为止，海上风电的装机容量依然不足全球总装机容量的2%，即使是按全球最乐观的预测，到2020年海上风电只能占到全球风电发展的10%。根据GWEC的统计，2016年全球海上风电新增装机容量约为2219MW，累计装机容量14384MW，增长速度加快。海上风电累计装机容量排名前五的国家是英国、德国、中国、丹麦、荷兰。中国凭借2016年大幅增加的海上风电装机容量，跻身前三甲。全球近88%的海上风电装机容量发生在欧洲，特别集中在北海、波罗的海、英吉利海峡等地；余下的近12%主要发生在亚洲，特别是中国2016年新增装机592MW，累计装机1627MW海上风电的发展虽任重道远，但前景广阔。

1.2.1.2 太阳能产业发展背景

太阳能资源开发利用方式不象风能那么单一，大体上可分为三大类：光热转换利用、光化转换利用、光电转换利用等。光热转换利用主要是通过集光、集热、传热三个物理过程将太阳能转化为热能。其主要利用方式有：太阳能热水器、太阳能房、太阳灶、太阳能温室、大棚等，技术成熟，应用比较广泛。太阳能锅炉、太阳能干燥器、蒸馏器等也属于太阳能热利用，技术基本成熟，只是所需装置价格昂贵，用户难以承受导致推广受限。光化转换利用主要是通过光合作用、光化转换等形式对太阳能吸收、转换、存储。主要利用形式如地球上植物利用光合作用转换太阳能，固定形成日常生活所需物质，如蔬菜、粮食等，即便是石化能源也是古代植物固定下来的太阳能。光化制氢是探讨了很长时间的问题，如光化学分解制氢、光电化学电池分解水制氢、模拟植物光合作用分解水制氢、太阳光结合催化分解水制氢，这些方法的光化转换效率比较低，进入实际应用还有一段距离。光电转换利用是指太阳辐射能光子通过半导体物质转变成电能的过程，太阳能电池就是利用这种效应制成的代表性产品，也是利用太阳能发展最快的技术之一，因其具有寿命长、故障率少、无需护理、无废弃物、不污染环境、规模灵活等特点，被国内外认为是最具有活力和前景的应用领域。

近年来，由于全球气候变暖、生态环境恶化、常规能源短缺等问题，发展可再生能源得到各国政府的重视和支持。在技术进步的推动和各国政府的激励政策驱动下，太阳能光伏发电产业和市场得以迅速发展。目前太阳能电池被广泛应用于：农村电气化（独立光伏电站（村庄供电系统）、小型风光互补发电系统、 太阳能户用系统、太阳能照明灯 、太阳能水泵 、 农村社团 (学校、医院、饭馆、旅社、商店、卡拉OK歌舞厅)等）、通信和工业（微波中继站、光缆通信系统、无线寻呼台站、卫星通信和卫星电视接收系统、农村程控电话系统、部队通信系统、铁路和公路信号系统、灯塔和航标灯电源、气象地震台站、水文观测系统、 水闸阴极保护和石油管道阴极保护等）、光伏产品（太阳帽、太阳能充电器、太阳能手表、计算器、太阳能路灯、太阳能钟、太阳能庭院、汽车换气扇、太阳能电动汽车、太阳能游艇等）、分布式建筑光伏、并网式地面大型太阳能电站等。

在 2001 年－2008 年期间，全球光伏发电新增容量持续快速增长，年均增速达50.2%，2008 年全球新增光伏发电容量为5.95GW，同比增长110%左右。2000年至2008年，全球太阳电池产量年均复合增长率为47%，2008年产量达到6.4GW。同期，以欧美为主的全球太阳能光伏发电应用市场也以45%的年均复合增长率快速增长。2013年全球累计装机总量已接近140GW。

德国市场已成为世界光伏企业的主战场。德国光伏市场份额自2004 年以来保持世界首位长达四年，直到2008 年才被激增的西班牙市场超越。2009 年德国市场新增装机容量仍然达到3GW 左右。根据联邦太阳能产业协会(BSW-Solar)发布的报告数据显示，2013年德国全年新装光伏系统3.3GW，光伏装机总量已经达到35.7 GW。

美国的光伏系统安装补贴政策模式与欧洲国家不同，主要包括纳税抵扣、初装补贴和上网电价，同时辅以其他融资或审批扶持政策。2006 年，美国联邦政府将光伏系统初装成本抵税比例由10%上调至30%，但民用系统仍有2000 美元的补贴上限。2009 年起，美国联邦政府的30%光伏系统初装成本抵税政策对民用系统的补贴上限取消，实质上增加了对民用系统的补贴，有力促进了美国光伏市场的发展。2013年美国太阳能光伏新安装量创纪录地达到4.2GW，比2012年增长15%，成为继亚太之后全球第二大光伏市场。

上世纪90 年代，意大利是世界上第三个进行光伏示范电站建设的国家； 2008 年底，受2009 年补贴降低预期的影响，意大利市场月安装量异常高涨，全年安装量达338MW。但在随后的2009 年，在系统安装成本大幅下降的情况下，官方公布的总安装量却仅增加10%左右，达374MW。直至2013年新增装机总量2GW，2013年意大利的光伏装机总量为12GW。

日本光伏市场规模化需求最早形成。早在1974 年第一次石油危机后，日本政府便开始“阳光计划”支持可再生能源的研究，其中包括光伏技术。1993 年，2002 年又有专项光伏技术研发计划出台。日本政府出台新的政策刺激光伏产品需求，使2010 年全国新增容量增长30%左右，达到530MW，而2013年日本新增光伏发电装机量为3.97GW，日本太阳能光伏行业装机总量超过10GW。到2020 年预计实现28GW 的目标 。

西班牙光照条件在欧洲地区处于领先地位，同样设备条件下，光伏系统的发电量较德国地区多出20～30%左右。西班牙政府扶植可再生能源的努力开始于其在《京都议定书》中的减排承诺。而随后西班牙近期的光伏需求已在2008 年被透支，并且西班牙政府也面临债务危机，2013年度，西班牙新装机量仅仅只有140MW。

法国市场启动时间也较早。1995 年起，法国市场开始出现离网示范性光伏项目。2002 年，法国政府首次出台了上网电价政策，但由于上网电价低，且当时安装成本较高，市场并未出现超速增长。2006 年10 月起，法国政府出台新的补贴标准，这一优惠政策进一步加速了法国光伏市场的增长。2007 年10 月，法国政府在其环境协商会议中宣布了2012 年累计装机1.1GMW 以及2020 年累计装机5.4GMW 的目标。法国光伏装机量从2012年12月份的3.405GW增长到2013年底的4.276GW，已超越了之前计划的目标。

2000年以后，全球太阳能电池产量以年均40％左右的速度增长。中国光伏产业近10年平均年增长率为49.5%，2007 年增长56.2%，占全球产量的26.6%，超过了之前一直居全球市场份额首位的日本成为全球太阳能电池第一生产大国。2007 年世界前16 家太阳能电池公司中，中国已经占有了6家。2008年，全球产量约为7900MW，中国的太阳能电池产量约为2600MW，中国的份额接近30％。2009年中国的太阳能电池产量占的全球份额已达到4成。从2011年开始，中国的年太阳能电池产量均超过了2.0GW，占全球的份额已达到5成以上。

光伏产业的上游、中游、下游涉及的产品：上游主要为多晶硅加工，中游为电池片、光伏组件的生产，下游为光伏组件的应用市场，即光伏电站建设。

2016年上半年，国内多晶硅市场总产量为10万吨，进口7万吨，出口0.6万吨，总供应量为16.4万吨。国内自给率为61%。

生产太阳能电池组件的主要原料之一是多晶硅，中国在多晶硅产量、产能、需求不断增加的情况下，进口比例不断下降。2016年，截止2016年上半年，国内多晶硅的年产能为20.6万吨，预计年底将达到21.8万吨；2017年预计总产能将达到26万吨。

国内多晶硅产能居前几位企业包括：江苏中能、新疆特变、洛阳中硅、新疆大全、四川永祥、亚洲硅业、赛维LDK等，各家产能利用率高，前7家几乎全部满产。2016上半年，国内多晶硅的总产量为10万吨，占世界总产量（19.4万吨）的52%。

2015年全球硅片的产能为83.1GW，产量为60.3GW。其中，中国大陆的产能和产量分别为64.3GW和48GW，分别占世界的77%和80%。2016年上半年，我国硅片行业整体产能利用率在90%以上，产量达到30GW，比2015年上半年同比增长51%。前十家企业产能利用率在95%以上，产量占比72%，前五家占比达到54%。

2016年上半年，高效电池技改或扩产速度加快，单晶及多晶电池片的产业化效率分别达到19.8%和18.3%，高效电池已可达到21%和19%。目前，最成熟的高效电池技术为PERC技术。PERC仅需在现有产线上增加两道工艺，技改成本低（每条产线增加的成本不超过600万美元），生产成本增加少（0.04美元/W），效率提升显著。中国大陆阿特斯、晶科、天合、晶澳等企业，台湾企业，韩国Hanwha都陆续增加PERC产能，2016年PERC总产能预计达13.3GW（增长75%）。

2016年上半年，统计的国内42家光伏组件企业平均产能利用率为88.6%，总产量约为27GW，与2015年上半年相比（19.6GW），同比增长37.8%。

2016年1-6月新增装机22.19GW，累计装机65.37GW。累计发电量为293亿kw•h，占总发电量比例为1.06%。

我国的光伏产品目前出口到美洲、欧洲、亚洲、非洲等很多国家。2016年上半年共出口了13.7GW,出口的国家主要是美国、日本、印度等。

光伏产业新的应用市场：中国新农村城镇化建设必将带来农民生产和生活方式的转变，从生产来讲太阳能菜地、农田、鱼塘、草场；从生活来讲成规模的太阳能生态居住区、太阳能铁路、公路等必将成为太阳能产品应用的一个规模巨大的市场。而随着锂离子动力电池技术的发展和完善，太阳能电动汽车的普及为太阳能产品的应用提供了另一个更加广阔的市场，据科技部预测：到2020年电动汽车的保有量将达到1000万辆。每天充电需求10亿kw•h，20%由光伏充电，就需要50GW！

随着风能太阳能资源开发利用的不断深入，各主要发达和发展中国家都制定了发展规划和战略。

美国能源部国家可再生能源实验室（NREL）于2012年6月发布：

“Renewable Electricity Future Study”（未来可再生能源发电研究）：到 2050年, 美国电力供给的80%将来自可再生能源，其中光伏总装机将达到300GW，占总电力装机的27%。

欧洲可再生能源委员会 于2010年4月发布 “RE Thinking 2050”： 到 2050年, 欧洲能源供给的100% 将来自可再生能源。

到 2050年, 欧洲总电力装机将达到 1956GW, 其中PV 装机将达到 962GW, 占欧洲电力总装机的49.2%.

中国为了保持经济的稳步增长，顶层设计到2020年的一次能源需求需42亿吨标煤，到2030年需50亿吨标煤，到2050年需52-55亿吨标煤，可再生能源占比的国家目标分别是2020年为15%、2030年为20%、2050年为40%（表1.3）。中国政府为了实现减碳减排目标，走绿色发展之路,到2050年，煤电比例将从现在的72.5%，下降到26.7%，实现电力结构转型（表1.4）。

表1.3 2020-2050 能源需求设计

表1.4 2020-2050 煤电设计

能源的需求最终将体现为用电量的需求，中国用电量需求到2020年需8万亿kw•h，到2030年需10万亿kw•h，到2050年需12万亿kw•h。高层设计可再生能源（水电、风电、光伏等）和计装机分别是6.5、10.5、24亿KW（表1.5）。2050年争取可再生能源占一次能源的40%。可再生能源发电量占60%以上，即7.2万亿kw•h。

表1.5 2020-2050 电力需求设计

表1.6 2020-2050年中国电力装机（亿KW）设计

图1.3 2020-2050年中国电力装机（亿KW）设计

由2020-2050年中国电力装机设计（表1.6，图1.3）可以看出，到2050年，中国光伏装机10亿KW，中国风电装机10亿KW，合计装机比例为50.76%，比美国的和欧盟的还是要低。

按照2020-2050年中国电力装机设计和各类电力装机的平均转换效率可得出2020-2050年中国电力发电量设计（表1.7，图1.4）。到2020年，可再生能源的发电量可达到总发电量的23.25%，到2050年，这个比例可提高到50.37%。

表1.7 2020-2050年中国电力发电量（亿kw•h）设计

图1.4 2020-2050年中国电力发电量（亿kw•h）设计

2050年中长期风电发展战略：2050年风电累计装机20亿千瓦。其中2015-2020年：装机30-50GW，到2020年末，累计装机3–3.5亿千瓦；2021–2025：装机50–100GW，到2025年末，累计装机6–7.5亿千瓦；2026–2040年：装机100GW，到2040年末，累计装机20亿千瓦；2041–2050：补充退役机组，累计20亿千瓦。

2050年中长期太阳能发电发展战略：太阳能累计装机20亿千瓦。其中：

2015-2020年：装机15-20GW，累计装机1–1.2亿千瓦；

2021–2025年：装机20–70GW，累计装机3.5–4亿千瓦；

2026–2045年：100-120GW，累计装机20亿千瓦；

2046–2050年：补充退役机组，累计20亿千瓦。

中国近期风能太阳能发展规划：到2020年底，太阳能装机100–120GW，风电装机300GW。

2011年以来，为规范风电产业平稳快速发展，国家行业主管部门印发了一系列行业管理标准和技术要求，其目的是强化风电场建设规划与管理。

（1）国家能源局印发了《风电开发建设管理暂行办法》，进一步健全和完善了风电建设管理体制和机制，加强了风电工程从规划、项目前期工作、开发权、项目核准、工程建设、竣工以及运行等环节的管理，规范和指导全国风电健康有序发展。

（2）对风电开发实行年度核准计划管理。为了把握风电发展节奏，有效发挥风电发电效益，国家能源局于2011年开始实施风电项目核准计划管理，并于7月下达了“关于‘十二五’第一批拟核准风电项目计划安排的通知”，共安排全国拟核准风电项目总规模26.83GW，其中国家核准项目12.75GW，地方核准项目14.08GW。“通知”要求，未列入核准计划的项目不得核准。对于河北、黑龙江、吉林和内蒙古四省区，特别提出了要加快研究区域内风电规划和消纳方案，衔接好电力送出工程，保持风电与电网协调发展等要求。2012年4月， 《“十二五”第二批风电项目核准计划》也接踵而至，共计14.92GW。

（3）《海上风电开发建设管理暂行办法实施细则》（国能新能［2011］210号），2011年7月发布。针对2010年发布的《海上风电开发建设管理暂行办法》，国家能源局研究制定了《海上风电开发建设管理暂行办法实施细则》，并与国家海洋局联合发文实行。文件对海上风电场规划、预可行性研究、可行性研究阶段的工作内容和要求做出具体规定，明确了各管理部门的职责。同时，还对海上风电场的建设和运行提出了要求。细则明确提出，海上风电场原则上应在离岸距离不少于10km，滩涂宽度超过10km时海域水深不得少于10m的海域布局，有利于规避不同行业用海矛盾，降低开发企业投资风险。该政策实施加大了海上风电的开发难度，导致了2010年4个海上风电特许权招标项目，都要重新确定区域。

（4）《关于分散式接入风电开发的通知》和《分散式接入风电项目开发建设指导意见》。2011年7月，国家能源局下发《关于分散式接入风电开发的通知》（国能新能［2011］226号），要求各省（市、自治区）能源主管部门调查评价分散式风电所需风能资源，提出近期分散式风电开发初步方案，并积极探索分散式风电项目开发建设管理规律和经验。文件首次提出了分散式风电开发的边界条件。2011年11月，国家能源局下发《分散式接入风电项目开发建设指导意见》（国能新能［2011］374号），对分散式接入风电项目的条件、项目选址、前期工作与核准、接入系统技术要求与运行管理、工程建设与验收等提出了规定。

以上文件的发布，表明中国未来风电的发展将形成分散式和集中式并重的态势，以缓解电网接入的压力。

（5）《风电场功率预测预报管理暂行办法》（国能新能［2011］177号），2011年6月发布。为加强和规范风电场运行管理，提出所有风电场均应具备风电功率预测预报能力，并按要求开展风电功率预测预报。各风电场预测预报系统自2012年7月1日起正式运行。文件同时对运行管理和监督考核等方面提出了要求。

（6）《关于加强风电并网运行管理的通知》（国能新能［2011］182号），2011年6月发布。针对2011年以来多次发生大规模风电机组脱网事故，提出加强风电场建设施工管理；加强风电场并网运行管理；提高并网运行风电机组低电压穿越能力；加强电力系统安全运行管理等要求，并对低电压穿越监测、风电并网运行设计规范和反施工措施研究等工作进行了部署。

（7）《关于加强风电场安全管理的通知》（国能新能［2011］373号），2011年11月发布。针对风电场建设和运行安全事故频发、风电行业安全管理薄弱问题，提出各风电开发企业加强风电场建设各环节安全管理；加强事故信息报送和管理；设备制造企业提高设备可靠性和技术水平；加强风电行业资质管理等要求。

（8）《关于印发风电信息管理暂行办法的通知》（国能新能［2011］136号）。为完善风电信息管理，规范风电信息报送、审核、统计和发布工作，通知明确国家能源主管部门委托国家风电信息管理中心负责风电信息管理，各省（市、自治区）负责监督、协调本省（市、自治区）风电信息提交工作。通知对信息的收集和提交、信息应用、分析与评价等提出规定，并进一步明确了信息员制度。目前，国家风电信息管理中心已组织开发了“风力发电信息上报系统”和“风电信息员培训认证管理系统”，并已经正式运行。

（9）风电“十二五”规划发布。受国家能源局的委托， 水电总院负责起草“十二五”风电和太阳能发电的专项规划，用1年多的时间，经过3次集中办公，多次征求意见和修改等，目前两项规划均已纳入《可再生能源“十二五”发展规划》。

（10）财政部会同国家发展改革委、国家能源局共同制定了《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》（财综［2011］115号）。中国可再生能源电价附加由目前每千瓦时4厘上调至8厘。

借鉴我国风能资源开发利用和西方先进国家的发展经验，为了保障我国太阳能开发利用的有序进行，2012-2013年国家层面相关部门出台了一系列保障措施：2012年7月7日国家能源局发布“太阳能发电十二五规划”，国能新能（2012）194号 ；政府规划，2015年中国光伏累计装机35GW。2012年10月26日，国家电网公司出台“分布式光伏发电并网方面相关意见和规定”，国家电网办（2012）1560号；分布式光伏并网。国家能源局2013年8月9日发布“开展分布式光伏发电示范区建设的通知” ，共核准18个示范区，2013年完成749MW，2015年累计1823MW。国能新能（2013）296号；示范项目启动。2013年7月24日，财政部发布“关于分布式光伏发电按照电量补贴政策等有关问题的通知”， 财建（2013）390号 ；光伏电站和分布式光伏补贴发放原则。2013年8月22日，国家能源局、国家开发银行联合发布“关于支持分布式光伏金融服务的意见” ，国能新能（2013）312号 ；光伏项目融资和融资平台建设。2013年8月26日，国家发改委发布“关于调整可再生能源电价附加标准与环保电价有关事项的通知”，发改价格（2013）1638号；RE电价附加提高到1.5分/kw•h。2013年8月27日，国家发改委发布“关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知”，发改价格（2013）1651号；分区光伏上网电价和分布式光伏补贴标准。 2013年8月29日，国家能源局发布“光伏电站项目管理暂行办法”， 国能新能（2013）329号；大型光伏电站管理办法。2013年9月27日，财政部和国家税务总局联合发布“关于光伏发电增值税政策的通知”，财税[2013]66号，给予光伏系统卖电增值税即征即退50%的优惠。增值税减半优惠政策 。2013年11月18日，国家能源局发布“分布式光伏发电项目管理暂行办法”， 国能新能（2013）433号； 分布式光伏项目申报和管理办法。2013年11月26日，国家能源局发布“光伏发电运营监管暂行办法 ”， 国能监管（2013）459号，公布了国家对于并网光伏电站和分布式光伏项目的监管办法。项目运营监管。

“关于调整可再生能源电价附加标准与环保电价有关事项的通知”，发改价格（2013）1638号；明确了5个方面的内容：

（1）3个分区标杆电价（统购统销模式）：0.90、0.95、1.0 元/kw•h；

（2）对于分布式光伏自用电和反送电量，均给以0.42元/kw•h的补贴；

（3）分布式光伏的反送电量按照当地脱硫电价收购（大约0.35～0.45元/kw•h)＋0.42元/kw•h；

（4）执行期原则上20年；

（5）已经明确分布式光伏项目的补贴资金通过电网企业向发电项目转付。

风能、太阳能资源开发利用对气象服务有着全方位的需求，气象服务贯穿风能、太阳能资源开发利用的整个生命周期（开发规划、微观选致和电场建设、电场运行）。因此带动了资源观测、评估、预测及气象灾害评估、预警等相关技术的提升。

首先是风能、太阳能资源开发规划，规划的制定是以资源的储量、区划、开发潜力为基础，再结合装备、设备的技术水平来制定的，前者就是利用气象台站长期观测数据进行的风能、太阳能资源的评估，一般可分为全国、区域资源评估。

规划制定完后，就进入了微观选址核电场建设阶段，在这一阶段需通过短期的资源观测数据结合参证气象站长期观测序列数据对具体小区域的资源分布和气象灾害风险作精细化的评估，评估结果将成为电场设计和装备选型的直接依据。

在太阳能电站、风电场运行中，由于风能和太阳能的不稳定性，为了保持电网的稳定运行需要对区域、具体电场（站）的发电量做出预测，需要对电网、电场（站）可能有影响的气象灾害预警。前者发展了功率预报技术，后者发展了气象灾害专项预警。

中国气象局为更好地满足中国风能资源持续、有序、合理地规划和开发利用需要，在国家发改委、财政部及相关部门的支持下，于2008年起牵头组织实施了 “全国风能详查和评价”项目。在该项目实施过程中，中国气象局针对风能资源规划和风电场选址需要，采用规范、统一的标准，在中国大陆风能资源可利用区域设立了400座70～120m高的测风塔，初步建成了全国陆上风能资源专业观测网。该专业观测网的持续运行，可为开展风能预报业务和风电场后评估提供基础支持。

中国气象局风能太阳能资源评估中心在引进和吸收加拿大、丹麦和美国等风能数值模拟评估的成功经验基础上，根据中国地理、气候特点进行改进和优化，采用先进的地理信息系统（GIS）分析技术，开发了适于中国气候和地理特点的风能资源评估系统（WERAS/CMA），数值模拟的水平分辨率达到1km以下，风能参数模拟精度能够满足各级风电规划和风电场选址需要。

此外，中国气象局还在该项目执行过程中，研发了规范、适用的风能资源计算评估系统，建立了风能资源数据库共享系统，编制完善了一系列风能资源详查和评价的规范性技术文件，这些成果都将为今后开展区域性风能资源详查和风功率预测发挥积极作用。

中国气象局在数值天气预报模式BJ-RUC 基础上，根据风电场功率预报需求，经过对模式参数化方案、运行策略进行调整完善，建立了中国气象局风能预报业务系统。经过发展和改进对高密度地面观测资料、雷达资料、卫星资料和专业测风塔资料的同化技术，极大地提高了风电场的预报精度。

中国气象局在数值天气预报模式基础上，开展了对未来3天逐小时辐射量的预报，再结合光伏电站基本参数和历史发电量数据分析，对光伏电量（功率）进行预报，即为太阳能光伏发电预报技术。太阳能光伏发电预报是太阳能光伏发电系统中的重要组成部分。光伏发电量预报技术对于电力系统调度、电力负荷配合、常规能源发电规划和光伏发电规划等具有重要参考和指导意义。

梳理我国风能太阳能产业发展历程，在对风能太阳能开发利用过程中，气象服务可分为三个阶段。

第一阶段（20世纪60年代--上世纪末）自由发展、起步阶段。在这一阶段，风能太阳能的产业发展比较缓慢，小规模、零散地发展。对气象服务的需求比较单一，气象服务主要着眼于开展因零散项目或科研需要的资源评估分析。气象部门用于资源评估技术方法先对简单，主要是基于气象部门的地面气象探测资料，利用统计分析手段，从气候角度对资源进行宏观计算和分析。完成的重要服务事件：第一、二次风能资源评价，太阳能资源区划。在本阶段《中华人民共和国气象法》正式颁布。

第二阶段（21世纪初至2010年）快速发展、成长阶段。这是我国风能太阳能产业尤其是风能产业发展的黄金十年。2003年底，国家发改委组织召开了全国大型风电场建设前期工作会议；重点是如何加快风电产业的发展，气象部门的任务是解决“找风”问题。为此中国气象局开展了第三、四次风能资源评价工作，编制了《风电场风能资源测量和评估技术规定》行业标准；此外气象部门更加注重工程建设相关的气象服务，研发了卫星资料的太阳能资源评估方法，精细化风能太阳能资源评估及海上风能资源评估也开始启动。至2010年底，我国迅速发展成为了全球风电累计和年新增装机第一大国。

第三阶段（2011年至今）科学发展阶段。由于风电开发速度太快，出现了并网难和弃风的问题。为此，国家出台了《风电功率预测功能规范》、《国家能源局关于做好2013年风电并网和消纳相关工作的通知》、《国家能源局关于分散式接入风电开发的通知》等一系列文件。这一阶段气象服务的显著特征是侧重于为风电场和太阳能电站的实时运行提供精细化预报服务。风电功率预测和光伏发电功率预测技术及业务得到迅速发展壮大。

随着风能太阳能产业的不断发展和气象服务领域逐步拓展，气象服务内容必将日益丰富。在风能太阳能开发利用规划、风能太阳能资源评估、灾害风险评估、微观选址、电站电网安全保障、风电功率预报、长期预报趋势研究等方面实现覆盖。